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Generación de electricidad a partir de biogás capturado de residuos sólidos urbanos:Un análisis teórico-práctico División
de Energía
Marzo 2017
NOTA TÉCNICA NºIDB-TN-1260
Gabriel BlancoEstela SantallaVerónica CórdobaAlberto Levy
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE BIOGÁS CAPTURADO DE RESIDUOS SÓLIDOS URBANOS
Un análisis teórico-práctico
División de Energía
Marzo 2017
NOTA TÉCNICA NºIDB-TN-1260
Gabriel BlancoEstela SantallaVerónica CórdobaAlberto Levy
Generación de electricidad a partir de biogás capturado de residuos sólidos urbanos: Un análisis teórico-práctico
Gabriel Blanco*Estela Santalla*Verónica Córdoba*Alberto Levy**
Marzo 2017
*Gabriel Blanco ([email protected]); Estela Santalla ([email protected]); Verónica Córdoba ([email protected])cTAE. Centro de Tecnologías Ambientales y Energía .Facultad de Ingeniería Universidad Nacional del Centro de la Provincia de Buenos Aires
**Alberto Levy ([email protected]) Banco Interamericano de Desarrollo, Washington, DC.
2017
Catalogación en la fuente proporcionada por la Biblioteca Felipe Herrera del Banco Interamericano de Desarrollo
Generación de electricidad a partir de biogás capturado de residuos sólidos urbanos: un análisis teórico-práctico / Gabriel Blanco, Estela Santalla, Verónica Córdoba, Alberto Levy.
p. cm. — (Nota técnica del BID ; 1260)Incluye referencias bibliográficas.
1. Refuse as fuel. 2. Electric power production from renewable sources. 3. Greenhouse Gas Emissions. I. Blanco, Gabriel. II. Santalla, Estela. III. Córdoba, Verónica. IV. Levy, Alberto. V. Banco Interamericano de Desarrollo. División de Energía. VI. Serie.
IDB-TN-1260
JEL Codes O13; P48; Q42; Q55; N76
Índice
Introducción .......................................................................................5
Producción de electricidad utilizando biogás de rellenos sanitarios ....................................................6
Aspectos técnicos y económicos .......................................6
Aspectos ambientales ..............................................................11
Emisiones gaseosas de la combustión de GRS ...........18
ANEXO A ............................................................................................. 27
5
Introducción
Generación de electricidad a partir de biogás generado en sitios de disposición final de residuos sólidos urbanos
El presente estudio tiene como objetivo desarrollar
una metodología para evaluar la factibilidad técnico-
económica para la generación de electricidad a partir
del biogás recuperado en vertederos de residuos sólidos
urbanos (RSU). Para ello, se realiza una descripción
de las tecnologías disponibles para la generación de
electricidad a partir de biogás de rellenos sanitarios
(GRS), considerando ventajas y desventajas de cada una.
También se analiza las fuentes de reducción de gases del
efecto invernadero (GEI). Estas reducciones se deben, por
un lado, a la captura y combustión del metano contenido
en el biogás, y por otro, al reemplazo de los combustibles
fósiles que debieran utilizarse para generar la misma
cantidad de energía eléctrica que se generara a partir del
biogás.
En el Anexo A, se muestra como ejemplo la factibilidad
técnica de la producción de la electricidad a partir de
la generación actual de biogás en San Javier II, y de la
proyección a partir de los RSU depositados en San Javier
III y los módulos futuros en la Ciudad de Salta, Argentina.
Se analizan los costos de producción de energía eléctrica
para la vida útil del proyecto, incluyendo los costos de
inversión, operación y mantenimiento del sistema de
generación, y se determina el valor presente del costo de
producción por unidad de energía generada. Se hacen
estimaciones de reducción de GEI para tres escenarios
considerados. Se incluye también una descripción del
marco regulatorio para la generación de energía eléctrica
a partir de biogás y la conexión a la red eléctrica.
6
Producción de electricidad utilizando biogás de rellenos sanitarios
Aspectos técnicos y económicos
El biogás de rellenos sanitarios GRS se produce por descomposición
anaeróbica de los residuos urbanos depositados en los rellenos
sanitarios. Su generación depende del tiempo transcurrido desde su
disposición, de la composición de los RSU, y de variables meteorológicas
como la temperatura del ambiente y la humedad. El potencial de uso
del GRS está determinado por su contenido de metano y el caudal
capturado.
El GRS puede utilizarse como fuente de energía térmica, para la
generación de electricidad o para la producción de un combustible de
alto poder calorífico (biometano), tal como muestra la Figura 1.
El uso de GRS para la producción de electricidad es una de las
aplicaciones más beneficiosas, aunque el resultado del proyecto
depende de varios factores entre los que hay que considerar aspectos
técnicos, económicos, y de gestión, así como redes eléctricas a la
demanda a ser suplida. Según el uso que se hará del GRS se aplican
tratamientos primarios que incluyen la remoción de vapor de agua,
condensados, material particulado y espuma, o secundarios que
remueven sulfuro de hidrógeno, siloxanos, y otros contaminantes como
amoníaco, halógenos, e hidrocarburos aromáticos.
7
Figura 1. Tratamientos y usos del biogás. Fuente: Dudek et al., 2010.
Fuente
Limpieza
Utilización
Uso final
GRS
Limpieza inicialEliminación de partículas
Vapor de agua
Uso directoCalderasHornos
Industria
CongeneraciónMotoresTurbinas
Productos de GNS
Biometano
Incorporación a la red de gas natural
Energía térmica Electricidad Energía mecánica
Producción de GNC, GNL
Combustibles para vehículos
AcondicionamientoEliminación de sulfuro de
hidrógenoSeparación de dióxido de
carbonoRemoción de siloxanos
Eliminación de amoníaco
Figura 1. Tratamientos y usos del biogás. Fuente: Dudek et al., 2010.
La mayoría de los proyectos en operación utilizan motores de
combustión interna (reciprocantes), turbinas y microturbinas. Estas
últimas se aplican en rellenos sanitarios pequeños o aplicaciones en
nicho. Ciertas tecnologías como motores Stirling o motores de Ciclo
Orgánico Rankine y celdas de combustible están aún en una fase de
desarrollo y demostración (Goldstein, 2006).
8
Las aplicaciones de cogeneración están aumentando a nivel global,
ya que proveen mayor eficiencia energética pues además de generar
electricidad utilizan el calor recuperado; para esta tecnología se
utilizan generalmente motores de combustión interna, turbinas de
gas, o microturbinas, mientras que es menos común la generación
de electricidad a través de sistemas caldera-turbina de vapor ya que
resultan más eficientes en proyectos de producción de electricidad de
mayor escala (USEPA, 2006).
Los motores reciprocantes de combustión interna son los más
utilizados ya que presentan alta eficiencia en comparación con las
turbinas de gas y microturbinas (LMOP, 2015). Son de bajo costo por
kW en comparación con las turbinas de gas y microturbinas, y existen
en varios tamaños adecuados a los flujos de GRS. La eficiencia de estos
motores varía entre 25 y 35%, aunque se pueden alcanzar mayores
rendimientos en aplicaciones de cogeneración, cuando se recupera el
calor residual que puede ser utilizado para otras aplicaciones. También
presentan la ventaja de permitir añadir o quitar los motores según las
tendencias de recuperación de gas. Como desventajas se encuentran
sus costos de mantenimiento que son relativamente altos y la generación
de emisiones a la atmósfera. Si los costos de electricidad del mercado
son bajos, la rentabilidad de estos equipos resulta marginal. El rango de
tamaño para proyectos típicos asumiendo 50% de metano en el GRS
es entre 8 y 30 m3/min de GRS, y capacidades entre 800 kW y 3 MW;
para proyectos de mayor escala se pueden combinar varios motores.
GE Jenbacher Type 2 Gas EngineFuente: https://powergen.gepower.com/products/reciprocating-engines/jenbacher-type-2.html
9
Numerosos proyectos a nivel mundial utilizan este tipo de motores para
la generación de electricidad a diferentes escalas, tales como el proyecto
de Ox Mountain (EEUU) de 11 MW, el proyecto Dairyland (EEUU) de
4 MW, el proyecto del relleno sanitario de Monterrey (México) de 12
MW, Belo Horizonte (Brasil) de 4.3 MW, entre otros (EPA, LMOP, LFG
Energy Projects Profiles).
Las turbinas de gas se utilizan para proyectos de gran escala donde
existe un flujo de GRS suficiente como para generar un mínimo de
3 MW y típicamente más de 5 MW (flujos de GRS superiores a 40
m3/min). El costo del kW disminuye con el aumento del tamaño de
las turbinas, mejorando a su vez la generación de electricidad. La
eficiencia de estos equipos ronda entre 20 y 28% a escala completa
pudiendo alcanzar el 40% para casos de cogeneración, donde se
recupere el calor residual (LMOP, 2015). Una desventaja de las turbinas
es que requieren la eliminación de los siloxanos y otras impurezas que
pueda traer el GRS. Entre las ventajas se encuentran mayor resistencia
a la corrosión y menor nivel de emisiones de óxidos de nitrógeno, son
más compactas y tienen menores costos de O&M que los motores de
combustión interna. La planta de tratamiento de aguas residuales de
Arlington (EEUU) genera biogás que es transportado más de 6 km
para generar electricidad en una turbina de 5.2 MW (LMOP, 2015).
Las microturbinas se utilizan cuando se tiene una recuperación
de GRS menor a 8 m3/min con contenidos mínimos de metano de
hasta 35%; resultan más costosas por kW generado aunque tienen la
ventaja de que se pueden añadir o quitar en función del flujo de GRS
(LMOP, 2015). Como tienen baja capacidad de generación son fáciles
de interconectar y generan menos emisiones de óxidos de nitrógeno.
Requieren de un tratamiento primario del GRS que incluya remoción
de siloxanos, humedad, y material particulado. Las microturbinas se
comercializan en tamaños de 30, 70, y 250 kW, y presentan las ventajas
de tener un costo de capital reducido, bajo costo de mantenimiento
y de las instalaciones, y una eficiencia que aumenta con el tamaño.
Con la finalidad de incrementar la eficiencia de las microturbinas,
generalmente se incorpora un recuperador que precaliente el aire de
combustión. En EEUU se está trabajando para desarrollar microturbinas
10
de mayor eficiencia (mínimo 40%), que alcancen las 45.000 horas
de servicio y mantenimiento cada 11.000 hs a un costo inferior a los
U$S 500 por kW.
Gas Fired Microturbine
Source: Oak Ridge National Laboratory
La generación de electricidad utilizando biogás en motores de
combustión interna requiere de la purificación del combustible con
la finalidad de reducir aquellos constituyentes que resultan agresivos
para los motores o producen niveles de emisión de contaminantes por
encima de los niveles permitidos. Las tecnologías más desarrolladas
están relacionadas con la remoción de dióxido de carbono, sulfuro
de hidrógeno, y otros componentes que causan deterioro en los
componentes de los motores como los siloxanos, que son compuestos
siliconados fermentados que durante la combustión se convierten en
silicatos y cuarzo disminuyendo el volumen de la cámara de combustión
y aumentando la relación de compresión y la abrasión del motor.
Dependiendo del nivel de siloxanos, se requiere un tratamiento previo
de remoción, sobre todo si el GRS será utilizado para la generación
de electricidad (LMOP, 2015). El método más común es la absorción
con carbón activado aunque también se utilizan otros absorbentes
como gel de sílica y otros tratamientos como enfriamiento bajo cero
en conjunto con absorción líquida, absorción con aminas, o separación
con membranas.
11
Aspectos ambientales
La generación de electricidad a partir de biogás de sitios de disposición
final de RSU presenta desde el punto de vista ambiental un doble aporte
a la mitigación de la generación de gases de efecto invernadero (GEI):
una a través de la captura de metano y la segunda por la sustitución de
combustibles fósiles para la generación de electricidad.
Además del impacto positivo a nivel global, la combustión del biogás
tiene impactos positivos para el ambiente local por la disminución de
las emisiones de otros gases contaminantes. Los componentes del
GRS tienen características propias las cuales pueden presentar serios
peligros para la vida y salud humana, así como para el suelo, el aire, y el
agua. La combustión del GRS puede reducir los componentes tóxicos
y sus efectos negativos sobre el ambiente y las personas.
Composición del GRS. Los RSU típicos contienen restos de residuos
domiciliarios y comerciales que incluyen pinturas, solventes,
pesticidas, adhesivos, artículos de limpieza, etc., los cuales, a su vez,
contienen numerosos compuestos orgánicos. Durante el proceso
de descomposición anaeróbica de los RSU, se genera el GRS cuya
composición primaria está constituida por metano y dióxido de carbono,
cantidades pequeñas de nitrógeno, oxígeno, e hidrógeno, sulfuro de
hidrógeno, menos del 1 % de compuestos orgánicos no metánicos
(NMOCs) como cloruro de vinilo, benceno, tolueno, tricloroetano, metilo
mercaptano y etilo mercaptano, y trazas de compuestos inorgánicos.
Algunos han sido encontrados en concentraciones por encima del
TLV (Threshold Limit Values), que es la concentración promedio para
ocho horas diarias o 40 horas de trabajo semanales a la cual la mayoría
de los trabajadores deben estar expuestos repetidamente sin efectos
adversos (Env. Energy, 2003).
Cada uno de estos componentes del GRS tiene características propias,
las cuales en circunstancias especiales pueden presentar serio peligro
para la vida y salud humana (EPA, 2003). Según el experto Hans
Willumsen (2004), más de 100 compuestos orgánicos volátiles (VOCs)
diferentes han sido identificados en el GRS, los cuales resultan en su
mayoría cancerígenos cuando se encuentran en concentraciones altas.
12
Según la Environment Agency (2002a) del Reino Unido, se han registrado
una totalidad de 557 trazas componentes en el GRS mientras que en la
nota técnica del Departamento Militar de los EEUU (Department of the
Army, 1995), están reportadas 94 especies de NMOCs en GRS.
La Tabla 1 resume algunos de los componentes más frecuentemente
detectados en diversos rellenos evaluados y los TLV de tres países de
la Unión Europea y de los EEUU.
Algunas de las características del GRS son: inflamable y explosivo (en
concentraciones de 4-16% con O2 > 14%), asfixiante, tóxico, corrosivo,
odorífero, ecotóxico. También contribuyen al efecto invernadero y la
polución fotoquímica.
Tabla 1. Principales trazas de componentes detectados en el GRS (Willumsen, 2004)
ComponenteConcentraciones
medidasppm
TLVppm
Dinamarca Alemania Inglaterra
Cloruro de vinilo*Benceno*Cloroformo*Diclorometano*ToluenoXilenosEtilobencenoClorodifluormetanoDiclorodifluormetanoTricloroetilenoTetracloroetilenoEtanolPropanoButanoDisulfuro de carbonoMetanotiolSulfuro de hidrógeno
0.03-440.6-320.2-2
0.9-4904-197
2.3-1393.6-496-60210-4861.2-1160.3-11016-14504.1-6302.3-6260.5-220.1-4302.8-27.5
152
50755050
1000103030
1000200505
0.210
2810103200101-----------
51010
200100105105
-67094494---
10--
* Indica que el compuesto presenta características cancerígenas
Los compuestos sin asterisco pueden resultar peligrosos para el sistema nervioso central
13
Efectos sobre la salud humana. El GRS es un gas que puede provocar
la asfixia en un área cerrada o un espacio confinado (Department of the
Army, 1995). La inundación de un espacio confinado por GRS desplaza
el oxígeno disponible en el área, creando una atmósfera deficiente en
oxígeno y con potencial de toxicidad elevado. Los efectos sobre la
salud humana están generalmente asociados con las trazas de los gases
detectados en el GRS, tales como cloruro de vinilo y sulfuro de hidrógeno.
Algunas de estas trazas son tóxicas a concentraciones suficientes de
exposición y algunos compuestos son considerados cancerígenos
luego de un período prolongado de exposición (Environment Canada,
2004).
En relación a las emisiones de mercurio, este compuesto inorgánico
también presente en el ambiente es de preocupación por las
características de bioacumulación que presenta a través de la cadena
alimenticia, como metilato de mercurio, o bajo formas orgánicas más
tóxicas. Las fuentes de mercurio en el GRS provienen de baterías,
tubos fluorescentes, dispositivos eléctricos, termómetros, y pinturas.
Una vez que el mercurio ingresa al residuo y luego de las etapas de
transformación de los RSU es transportado por el GRS. Según un
estudio de la Environmental Protection Agency (EPA) realizado en
1997, los rellenos contribuyeron en menos del 0.1 % del total de mercurio
generado de las diferentes actividades humanas en los EEUU en 1994
(EPA, 2003).
La Tabla 2 describe los potenciales riesgos sobre la salud humana de los
principales componentes del GRS, el TLV en los EEUU, y los productos
que generan luego de su combustión.
Efectos sobre el suelo y la vegetación. En general, el GRS no presenta
efectos adversos sobre el suelo al pasar a través del mismo. El GRS se
mueve a través de los poros internos del suelo y una vez evacuado de
ese espacio, el suelo retorna a su condición inicial. Por otra parte, el
metano generado en los rellenos afecta la vegetación pues desplaza
al oxígeno de la zona radicular y de esta manera ahoga a la planta
(Department of the Army, 1995).
14
De la misma manera, un reporte de Environment Canada (2004)
destaca que signos de estrés en la vegetación son provocados por la
migración del GRS a través de la superficie y ocurre porque las raíces
de la planta se encuentran deprimidas en oxígeno. La misma agencia
indica que el deterioro de la vegetación en sitios próximos a los
rellenos sanitarios empeora no sólo la estética del sitio sino que genera
problemas prácticos relacionados con la disminución de la cobertura
y erosión a causa de un efecto “cascada” como resultado del aumento
de las emisiones de GRS.
Efectos sobre el aire. El relleno emana olores en las áreas abiertas
del sitio debido a la descomposición de los sólidos depositados y a
la generación del GRS. Los olores típicos que emanan del GRS son
causados por el amoníaco y los compuestos sulfurados que contiene el
gas. Por el contrario, el metano y el dióxido de carbono son incoloros
e inodoros.
Los olores generados en el relleno pueden provocar impactos adversos
en la salud pública. Además de los efectos molestos provocados en los
residentes cercanos, los olores atraen insectos y otros vectores nocivos.
Los problemas de olores en los rellenos se producen cuando el relleno
se encuentra abierto (en operación). La clausura de los rellenos debe
incluir previsiones para el control de olores ya sea a través del quemado
en antorcha o a través de unidades de filtración con carbono activado
(Department of the Army, 1995).
Riesgo de explosión e incendio. El metano contenido en el GRS
tiene características explosivas cuando su concentración en el aire se
encuentra entre 5 y 16%. La expulsión incontrolada del metano puede
resultar muy peligrosa, habiéndose documentado graves accidentes
provocados por la acumulación de gas en cañerías próximas a edificios
y otras viviendas residenciales, lo que ha causado serios daños a las
personas y propiedades (Banco Mundial, 2004). El ingreso del metano
en los edificios se puede producir por fugas o pérdidas en las juntas de
las construcciones, aperturas en servicios subterráneos, o penetración
15
a través del piso o los basamentos de los edificios. Al ser más liviano
que el aire, tiende a acumularse cerca de los cielos rasos.
Tabla 2. Perfil toxicológico de las emisiones del GRS (Depatment of the Army, 1995)
Componente Estado químico
Riesgos para la salud TLV
Productos de la
combustión
AmoníacoGas picante,
olor sofocante
Ojos, nariz, garganta irritada;
piel quemada; edema pulmonar; dolor de pecho;
espasmo bronquial; corrosivo
25 ppm NOx, H2O
BencenoLíquido de olor dulce
Carcinogénico humano del Grupo
1, irritación de piel, inhalación por absorción,
exposición a corto plazo provoca somnolencia,
desvanecimiento, dolor de cabeza, e irritación del
sistema digestivo
10 ppm
H2O, CO2, C bajo
condiciones no
oxidativas
Dióxido de Carbono
Gas Asfixiante 5000 ppmTotalmente
oxidado
Monóxido de Carbono
Gas
Inflamable, inhibidor de la
oxidación celular luego de su inhalación
25 ppm CO2
16
Tetracloruro de Carbono
Líquido de olor dulce aromático
Posible carcinogénico
humano del grupo 2B. Inhalación de
corto término: congestión
hemorrágica, edema pulmonar,
daño renal, diseña, nausea, vomitivo y daño gastrointestinal, inflamación del hígado, nefritis
y nefrosis, erupción cutánea,
y depresión del sistema nervioso
central (SNC)
5CO2,
H2O, HCl, fosgeno
Cloroformo Líquido
Posible carcinogénico
humano del grupo 2B; absorción respiratoria,
depresión del SNC, anestesia, sensibilización
cardíaca, irritación de la piel
10 ppmCO2,
H2O, HCl, fosgeno
1,2 Dicloroetano
Gas
Posible carcinogénico
humano del grupo 2B; irritación respiratoria,
falla circulatoria, depresión del SNC, náusea y
vómito, cianosis, dermatitis,
irritación ocular, tos
10 ppmCO2, H2O,
H2
Hidrógeno GasInflamable, explosivo,
asfixiante simple
El limitante es la
concentración de oxígeno
H2O
17
Sulfuro de Hidrógeno
Gas (olor a huevos
putrefactos)
Inflamable, absorción
respiratoria, inhibición de la
respiración celular provocando la muerte, coma, convulsiones, apnea, edema
pulmonar, irritación ocular,
conjuntivitis, dolor de cabeza, tos,
insomnio, náusea, desvanecimiento
10 ppmH2O, SO2,
SO3
Metano GasInflamable, explosivo, asfixiante
El limitante es la
concentración de oxígeno
H2O, CO2
Nitrógeno Gas Asfixiante
El limitante es la
concentración de oxígeno
Inerte
Hidrocarburos policíclicos aromáticos
Sólidos
Carcinogénico humano del Grupo 1: benzoantraceno,
benzopireno, dibenzoantraceno, indeno (1,2,3-cd)
pireno
0.2 mg/m3
H2O, CO2; C bajo
condiciones no
oxidativas
ToluenoLíquido (olor
dulce)
Inflamable, absorbido por
vías respiratorias y el tracto
gastrointestinal; inhalación de tiempo corto:
fotofobia, euforia, somnolencia,
adormecimiento, inconciencia,
muerte, irritación de la piel y sequedad,
irritación ocular
100 ppmC, CO2 ,
H2O
18
1,1,1 Tricloroetano
Líquido (olor etéreo)
Inhalación de tiempo corto:
anestesia, depresión del SNC, arritmia
fatal, irritación de la piel; por larga
exposición al contacto dérmico: edema, eritema,
inflamación, degeneración
celular
350 ppmH2O,
CO2, HCL, fosgeno
Cloruro de vinilo
Gas (olor dulce)
Inflamable, precursor de peróxidos.
Carcinógeno humano del Grupo
1; exposición de largo
plazo: náusea, somnolencia,
dolor de cabeza, fatiga, desorden circulatorio y del SNC, disfunción
pulmonar y del sistema
inmunológico
5 ppmCO2,
CO, HCl, fosgeno
Las pérdidas incontroladas del metano en los estratos sub-superficiales
es un riesgo sustancial de fuego y explosiones subterráneas. Los
incendios subterráneos son comunes en minas y pantanos y en rellenos
en condiciones áridas. Estos riesgos potenciales del GRS pueden
mitigarse con adecuados controles y venteos pasivos (Department of
the Army, 1995).
Efecto sobre la atmósfera. La contribución del efecto invernadero
de los componentes individuales puede cuantificarse en referencia
a su contribución relativa al PCG. Este parámetro es una función de
las propiedades radiactivas del gas y de su vida media atmosférica;
puede ser definido como el cambio de tiempo integrado (usualmente
100 años) en las propiedades radiactivas de la atmósfera debido a la
conversión instantánea de 1 kg de gas en 1 kg de CO2.
19
Utilizando el PCG, las concentraciones cuantitativas, y los datos de
caudal se pueden estimar la contribución del GRS al calentamiento
global como parte del proceso de evaluación de riesgos. La misma
agencia establece que la base para establecer el calentamiento global
debe realizarse en base a una eficiencia de recolección y tratamiento
de las emisiones de metano en el GRS del 85% (Environmental Agency,
2002a).
Emisiones Gaseosas de la Combustión de GRS
El GRS contiene fundamentalmente metano y dióxido de carbono,
ambos gases de efecto invernadero que contribuyen al calentamiento
global. El potencial de calentamiento global (PCG) del metano es
aproximadamente 21 veces superior al del dióxido de carbono. Por lo
tanto, la recolección eficiente y la combustión del GRS son procesos
que contribuyen a la protección global de la atmósfera y al ambiente.
Proceso de combustión del GRS. Durante el proceso de combustión el
GRS reacciona con un oxidante para producir calor y radiación visible.
En los sistemas de quemado de GRS en antorcha el aire actúa como
oxidante (contiene aproximadamente 21% de oxígeno) y la relación
estequiométrica aire/metano para una combustión ideal es 9,52:1 en
base a la siguiente reacción:
CH4 + 2 O
2 + 7,52 N
2 à CO
2 + 2 H
2O + 7,52 N
2 + Calor + Luz
Si se agrega más oxígeno a la mezcla aire-GRS que el requerido por la
estequiometría de la reacción, la mezcla se convierte en “pobre” y tiene
carácter oxidante. Por el contrario, si se suministra menos oxígeno, la
mezcla se vuelve “rica” y reductora. Bajo estas últimas condiciones,
la combustión resultará incompleta y dará lugar a la formación de
productos intermedios tales como monóxido de carbono y compuestos
orgánicos volátiles no metánicos (NMVOCs).
20
Es posible alcanzar combustión incompleta y generar emisiones de
hidrocarburos no quemados tanto con mezclas “pobres” como con
mezclas “ricas”. Se deben cumplir una serie de condiciones para asegurar
los requerimientos mínimos de combustión de GRS en antorchas:
• la combustión debe ocurrir con exceso de aire, suficiente para
asegurar combustión completa pero sin enfriar la temperatura
de llama por debajo del punto que hace efectiva la destrucción y
remoción de las trazas de gases tóxicos;
• la temperatura en la cámara de combustión debe ser uniforme a
lo largo de todo el volumen; temperaturas excesivas favorecen la
formación de NOx y temperaturas bajas favorecen la formación de
productos parciales de combustión que pueden ser promotores de
dioxinas o furanos;
• la temperatura debe permanecer constante, aún para diferentes
cargas térmicas, lo cual implica controlar el proceso de combustión
del aire o reciclar los gases exhaustos;
• debe optimizar el mezclado gas/aire
• debe asegurar que el tiempo de retención a la temperatura
especificada es el adecuado para destruir las trazas de los
componentes del GRS.
Emisiones y tecnología para la combustión de GRS. Las emisiones de
un proceso de combustión contienen compuestos que son:
• derivados de fracciones no quemadas del gas;
• productos de la combustión completa;
• productos de la combustión incompleta;
• contaminantes provenientes de lubricantes y materiales utilizados
en el sistema de extracción y sus productos de combustión;
21
• contaminantes presentes en el aire utilizado en la combustión;
• productos de síntesis y pirólisis durante la combustión.
Las emisiones generadas por la combustión del GRS en una antorcha
cerrada dependen de diferentes factores:
• los componentes del GRS;
• el tipo de antorcha seleccionada;
• la operación y el mantenimiento de la antorcha;
• las condiciones de la combustión del GRS.
A continuación se describen algunas características de los productos
de la combustión de GRS más importantes, ya sea por su proporción o
por sus efectos.
Dióxido de carbono CO2. Es un componente natural del GRS y producto
de su combustión incompleta. Se mide en concentraciones en % en
volumen y generalmente las emisiones de la planta de combustión
serán inferiores a las medidas en el GRS a causa de la dilución con aire
primario y secundario introducido durante el proceso de combustión.
Monóxido de carbono CO. Es un producto de la combustión incompleta
y debe ser monitoreado como un parámetro de control que indique la
eficiencia de la combustión en los sistemas de utilización y quemado
de GRS.
Óxidos de nitrógeno NOx. Son productos de la combustión derivados
de la oxidación del nitrógeno contenido en los compuestos durante
la combustión. El principal óxido de nitrógeno producido durante
la combustión es el óxido nítrico (NO), que luego se convierte en
óxido nitroso (N2O), particularmente durante la combustión a baja
temperatura, y cuya mezcla se conoce como NOx. Debido a la oxidación
con oxígeno atmosférico y luego de un período de tiempo, los NOx se
22
convierten en dióxido de nitrógeno (NO2), que luego es emitido al aire.
Los NOx producidos durante la combustión del GRS pueden tener tres
fuentes potenciales:
• la oxidación del nitrógeno presente en el aire e introducido en la
planta durante el proceso de combustión;
• la oxidación de las especies nitrogenadas presentes en el GRS
(incluido el nitrógeno);
• las reacciones entre el nitrógeno y los radicales hidrocarbonados en
los gases exhaustos calientes.
Se encuentran concentraciones altas de NOx en las emisiones de plantas
de combustión de GRS cuando el proceso se realiza en condiciones de
mayor eficiencia a temperaturas altas.
Óxidos de azufre SOx. Son compuestos de la oxidación a partir de sulfuros
contenidos en el GRS. Estos componentes incluyen mercaptanos,
sulfuros dialquilados y disulfuros (por ejemplo sulfuro de dimetilo y
sulfuro de hidrógeno). Estas especies se oxidan durante la combustión
a dióxido de azufre SO2 y en menor proporción a SO
3, denominados
óxidos de azufre SOx. Estos compuestos pueden reaccionar con vapor
de agua a bajas temperaturas y producir ácido sulfúrico.
Cloruro y Fluoruro de hidrógeno HCl-HF. Estos ácidos gaseosos
son productos de la combustión completa del GRS a partir de un
rango amplio de compuestos orgánicos clorados y fluorados que se
encuentran en el gas. Son altamente reactivos y están asociados con
aceleradas velocidades de corrosión del equipamiento de la planta.
Material particulado MP. En las plantas de tratamiento de GRS
generalmente se instalan filtros para remover partículas entre 0.3 y 10
μm con la finalidad de proteger el sistema de fenómenos de abrasión.
Sin embargo, fracciones significativas de material particulado se
producen durante el quemado del gas, tales como sales de metales
derivados de la corrosión de componentes de la planta y el carbono
producido por combustión incompleta.
23
Dibenzo dioxinas policloradas (PCDD) y dibenzo furanos policlorados
(PCDF). Estos son productos térmicos generados por la combustión
de compuestos orgánicos y clorados de materiales contenidos en el
GRS. Se favorece su formación cuando existen emisiones particuladas
y determinadas condiciones termodinámicas tales como bajas
temperaturas y tiempos cortos de combustión. PCDDs y PCDFs se
encuentran en bajas concentraciones relativas en las emisiones de
plantas de combustión de GRS.
Compuestos orgánicos volátiles no metánicos NMVOCs. Se han
reportado una gran cantidad de estos compuestos en las emisiones de
la combustión de GRS en concentraciones de trazas. Los compuestos
detectados en las emisiones de los gases exhaustos pueden provenir
de:
• el GRS residual no quemado;
• la combustión incompleta;
• las reacciones de síntesis dentro de los gases exhaustos calientes.
Algunos de estos componentes no han sido reportados como
componentes del GRS, lo que sugiere que su origen se encuentre en
la descomposición térmica durante la combustión. Estos compuestos
incluyen benzaldehído y nitrometano. En cuanto al mercurio contenido
en el GRS, la combustión reduce la toxicidad de esas emisiones pues
convierte los compuestos orgánicos de mercurio, incluido el metilato
de mercurio, en compuestos menos tóxicos y peligrosos como son los
compuestos de mercurio inorgánicos (EPA, 2003).
24
La Tabla 3 muestra las concentraciones encontradas en las emisiones de
combustión de GRS en antorcha según un informe de la Environment
Agency (2002b). Con fines comparativos, se incluye una columna con
los Niveles Guía de Emisión para Contaminantes Habituales Presentes
en Efluentes Gaseosos para Nuevas Fuentes Industriales (valores
promedio para una hora y en funcionamiento normal), establecidos en
la Ley 5965 de la provincia de Buenos Aires, Decreto Reglamentario
3395/96, en su Anexo IV, modificados según Resolución 242/97.
Tabla 3. Resumen de las concentraciones reportadas en las emisiones por combustión de GRS en antorcha (Environment Agency, 2002b)
ComponenteResumen de concentracionesmg/Nm3, a 3% O2 seco y CNTP
(0 °C y 101.3 kPa)
Ley 5965 Bs. As.
Decreto 3395Anexo IV
Media Desvío stdInterv.
confianza95%
mg /Nm3
SOx 304.8 467.6 695.7 500
NOx 62.3 24.9 79.2 450
CO 1007.1 1076.1 1730 100
HCl 23.3 19.9 39.9 460
HF 4.7 6.9 10.4 100
PCDD/PCDF (ng/m3)
0.0053 0.0026 0.0117 -
PAH 0.00068 - - -
Material particulado
5.47 5.7 56.7 250
CO2 (%) 7.2 3.3 9.5
THC (como C) 298.1 606.5 764.3
NMVOC 0.56 - -
O2 (%) 12.1 3.7 14.8
Humedad (%) 8.6 4.4 11.7
Temp. chimenea (°C)
782 173 914
Flujo (m3/h) 6086 2447 9124
El tratamiento térmico de los NMOCs (incluyendo los PPA y VOCs) y
del metano a través de la combustión en antorcha, motores, u otros
25
dispositivos reduce en gran medida la emisión de estos compuestos
(EPA, 2003). Según la EPA, las características de la combustión del
GRS son menos precursoras de la formación de dioxinas y furanos.
Algunos reportes de la EPA indican que en base a análisis locales
(EEUU) e internacionales las concentraciones de dioxinas provenientes
de gases de combustión de GRS varían en un rango entre lo no
detectable y 0.1 nanogramos de tóxico equivalente (TEQ) por metro
cúbico estándar seco de gases exhaustos con 7 % de exceso de
oxígeno. Igualmente, la EPA considera que la combustión del GRS
en dispositivos adecuadamente controlados (antorchas, motores de
combustión) con mínima generación de dioxinas y furanos es preferible
a la emisión descontrolada del GRS. En resumen, EPA estima que las
emisiones potenciales de dioxinas a partir de la combustión del GRS
son pequeñas. Lo mismo ocurre con el mercurio, como ya fue explicado
previamente. A modo de ejemplo, la Tabla 4 resume las emisiones para
la combustión de GRS en algunos países de la UE.
Tabla 4. Estándares de emisiones para las emisiones de GRS en antorcha en la UE (Environmental Agency, 2002b)
Componente Emisiones estándar, mg/m3 a 3 % O2 seco a 0 °C y 101.3 kPa
Alemania1996
Alemania2001 Suiza Bélgica
Reino Unido, Planta
existente
Inglaterra y Gales, Planta nueva
Material particulado
10 - 10 5 - -
SO2 - - 50 35 - -
NOx 200 200 80 150 150 150
CO 50 100 50 100 100 50
HCl 10 - 20 - - -
HF 1 - 2 - - -
H2S - - - - - -
Amoníaco - - 5 - - -
26
Orgánicos sulfurados
- - - - - -
Cadmio 0.05 - 0.1 - - -
Mercurio 0.05 - - - - -
Metales totales 0.5 - 1 - - -
VOCs totales (como C)
10 - 20 - 10 10
NMVOCss - - - - 5 5
PCDDsPCDFs (ITEQ ng/m3)
0.18 - - - - -
Análisis comparativo del efecto de las emisiones de GRS crudo y de los productos de su combustión. La Tabla 5 resume cualitativamente
las diferencias en los impactos potenciales del GRS y las emisiones de
su combustión sobre la salud humana y el ambiente.
Tabla 5. Comparación de los impactos potenciales de GRS crudo y las emisiones del sistema de combustión (Environmental Agency, 2002a)
Impacto GRS crudo Combustión incompleta de GRS
Combustión completa de GRS
Riesgo de explosión √√√ √√ 0
Toxicidad y asfixia √√ √√ √
Olores √√√ √√ √
Fitotoxicidad √ √ √
Disminución de la capa de ozono
√√ √ √
Calentamiento global √√√ √√ √
Smog fotoquímico √ √ √ a √√√
Formación de gas ácido 0 √√ √√√
Referencias: 0: Impacto nulo; √: Potencial impacto comparativamente bajo; √√: Potencial
impacto comparativamente moderado; √√√: Potencial impacto comparativamente alto
27
Anexo A
Factibilidad técnica de la producción de electricidad a partir de biogás
Descripción del sitio de disposición final de RSU. Durante varias
décadas, los RSU generados en la ciudad de Salta fueron dispuestos
en el sitio denominado Angostura, aledaño al río Arenales y al Parque
Industrial. Los residuos eran dispuestos con escasos controles sanitarios.
Posteriormente y bajo la gestión de la empresa Medio Ambiente, se
trasladó la disposición a la Finca San Javier, adyacente al anterior
aunque sin incorporar el tratamiento de lixiviados.
El predio está dividido en tres sectores o módulos, correspondientes a
San Javier I (aproximadamente 10 has, con disposición de residuos en
el período 1986 a 1998); San Javier II (aproximadamente 19 has, altura
de 12 m, operado durante el período 1999 a Junio 2011); y San Javier III
(9 has, cota aproximada de 12 m, en operación desde Junio 2011 hasta
aproximadamente 2015). El módulo de San Javier II tiene instalado
un sistema de captura activa de biogás con tuberías verticales que
transportan el biogás hasta la planta de combustión. El sistema consiste
en aproximadamente 100 tubos verticales de los cuales se encuentran
en funcionamiento la mitad. El biogás capturado es transportado a la
planta de combustión previa separación de condensados.
ton
RSU
dep
osi
tad
as
San Javier II
San Javier III
San Javier IV
180.000
160.000
140.000
120.000
110.000
130.000
150.000
170.000
1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025
842.000 t
706.600 t
1.716.000 t
Figura A1. Proyecciones Generación de RSU
28
En el módulo coexisten las actividades de disposición final de RSU y
captura de biogás con operaciones de separación manual de residuos
que realizan miembros de la Cooperativa de reciclado San Benito1,
que están instalados en la Finca San Javier desde hace varios años y
cuentan con autorización del Municipio de Salta. La Figura A.1 muestra
la tendencia en la generación diaria de RSU utilizada en el presente
estudio.
Composición de los RSU. La composición de los RSU que ingresan
al predio San Javier se estimó como un promedio de las fracciones
de residuos reportadas en ciudades del interior de Argentina y
considerando la separación de inorgánicos que realiza la Cooperativa
San Benito de Salta. De este modo, se consideran como fracciones
degradables para la producción de GRS los restos de comida (45%),
papel y cartón (8.5%), y pañales (8%).
Generación de biogás. La cantidad de biogás generado en un sitio de
disposición final depende de la cantidad y composición de los RSU, de
la infraestructura y el equipamiento disponible (compactación, aislante,
captación y transporte de lixiviados, sistema de cobertura y tapada
periódica), y del diseño del sistema de captura que afecta su eficiencia.
Se realizó la estimación de la generación de biogás en base a la
modelización del sitio, considerando la cantidad y composición de RSU
dispuestos en los sitios San Javier II, III y el futuro San Javier IV, factores
de manejo del sitio, y otros parámetros relacionados a las características
climáticas como temperatura y precipitación media anual.
1 El 06 Febrero 2008, mediante Ordenanza Ad-Referendum N° 13277, considerando que “estas medidas dan continuidad con el proyecto de Captura y Quema del Gas Metano del Relleno Sanitario que el Municipio lleva adelante, en el marco de los Mecanismos para un Desarrollo Limpio…”, el Municipio de Salta “aprueba el Convenio celebrado entre la Municipalidad de la Ciudad de Salta y los Señores Recuperadores de Residuos Sólidos Urbanos pertenecientes a los grupos denominados“San Benito I” y “San Benito II”, estableciendo que “La Municipalidad autoriza la Separación y Recuperación de los Residuos Sólidos Urbanos Inorgánicos ingresados al Vertedero Municipal en un porcentaje del 70% (setenta por ciento) a los recuperadores…”.
29
Se utilizó el modelo sugerido en las Guías Metodológicas del Panel
Intergubernamental de Cambio Climático de las Naciones Unidas
(IPCC), que es el que se recomienda para estimar las emisiones de
metano en sitios de disposición final de RSU. Este modelo asume una
cinética de descomposición de la fracción orgánica de los RSU de primer
orden diferenciando las fracciones que se degradan rápidamente y
lentamente a través de la tasa de generación de metano, sobre la que
influyen marcadamente las condiciones climáticas predominantes en el
sitio de disposición final. La Tabla A.1 resume los parámetros utilizados
para estimar las emisiones de metano en San Javier III y los sitios futuros
de disposición final de RSU, asumiendo que se contarán con similares
características de infraestructura y operación.
Asumiendo la incertidumbre que caracteriza la generación y captura
de biogás, sumado a la falta de datos reales históricos del sitio,
se realizó un análisis de sensibilidad del modelo con la finalidad de
obtener rangos de mínima y de máxima del metano disponible para la
generación de electricidad a lo largo de la vida útil del sitio San Javier.
El escenario medio está calculado con los parámetros detallados en
la Tabla 1, la composición de residuos descripta anteriormente, y la
tasa de generación de residuos proyectada para los próximos años
en función del crecimiento poblacional dado por los últimos censos.
Para los escenarios de estimación bajo y alto se utilizaron los siguientes
rangos para los parámetros con mayor incertidumbre:
�� Generación de residuos en función del crecimiento poblacional:
0.3% para escenarios alto y bajo respectivamente.
�� Composición de los residuos: papel/cartón: 7 y 10%; restos de
comida: 40 y 50%; y pañales: 5 y 11%, para escenarios bajos y altos
respectivamente. Los rangos utilizados corresponden a diferentes
análisis de composición de RSU desarrollados en ciudades de
Argentina.
30
�� Tasa de generación de metano k: sobre el valor asumido en
Tabla 1 se consideraron 80% y 120% para los escenarios bajo y
alto respectivamente. El rango utilizado está relacionado a la
incertidumbre en la humedad de los residuos dispuestos y al tiempo
de degradación.
�� Contenido de metano en el biogás F: 0.3 y 0.6 para escenarios
bajo y alto respectivamente. El rango utilizado representa la
incertidumbre en la operación del relleno sanitario en relación al
grado de compactación, a las coberturas diarias de los residuos, y a
la cobertura final.
�� Eficiencia de captura de biogás η: 20-30-30 % para San Javier II, III y
IV respectivamente en escenario bajo y 40-60-60% para San Javier
II, III y IV respectivamente en escenario alto. Los rangos utilizados
corresponden a la experiencia previa en la captura de biogás en
rellenos sanitarios del país y del mundo y que ha sido reflejada en
los informes de verificación en el marco del Mecanismo para un
Desarrollo Limpio (MDL) y estudios propios.
31
Tabla A.1. Parámetros utilizados en el modelo de predicción de la producción de biogás en San Javier II, III y IV
Parámetro Definición Valor Descripción
MCFFactor de
corrección de metano
1
San Javier III puede ser considerado como un Sitio
Controlado Anaeróbico (según la definición de IPCC, 2006)
DOCf
Fracción descomponible
de carbono orgánico
degradable
0.5 Valor por defecto (IPCC; 2006)
DOCjCarbono orgánico
degradable
15% base húm. Restos de comida
40% base húm. Papel y cartón
24% base húm. Textiles
FFracción de
metano en el biogás
0.5 Valor por defecto (IPCC; 2006)
kj
Tasa de generación de
metanoln2/t½
0.06 restos de comida
El clima de la región se puede considerar boreal seco, con temperatura media anual (TMA) de 16.9ºC, presión
media anual (PMA) 635 mm, y evapotranspiración potencial
(ETP) 756 mm, dando un factor TMA/ETP<1
0.04 papel, cartón
0.05 pañales
η Eficiencia de captura
Variable de acuerdo al sitio30% San Javier
II50% San Javier
III y IV
Este factor varía de acuerdo al diseño del sitio de disposición
final y de la capacidad operativa
La Figura A.2 muestra la generación de metano esperada para los sitios
de disposición final San Javier II, III, y IV y el acumulado considerando
los parámetros definidos en la Tabla 1 y los rangos que definen los tres
escenarios.
La alta variabilidad que se da en estas estimaciones se refleja también
en la capacidad de la planta para producir energía. Resulta fundamental
que al momento de desarrollar proyectos energéticos en base al
32
aprovechamiento de los RSU, se diseñen los sistemas de gestión que
permitan disponer de información actualizada de la cantidad de RSU
dispuestos, la composición, los procedimientos de compactación y
cobertura diaria de residuos, así como del sistema de recolección de
gas, además del adecuado diseño y manejo del sistema de captura de
biogás.
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0.000
199
9
20
21
20
01
20
23
20
03
20
25
20
05
20
27
20
07
20
29
20
09
20
31
20
11
20
33
20
13
20
35
20
15
20
37
20
17
20
39
20
19
Gg
CH
4 p
or
año
San Javier II menor
Total alto
Total medio
Total menor
San Javier IV alto
San Javier IV medio
San Javier IV menor
San Javier III alto
San Javier III medio
San Javier III menor
San Javier II alto
San Javier II medio
Metano generado
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0.000
199
9
20
21
20
01
20
23
20
03
20
25
20
05
20
27
20
07
20
29
20
09
20
31
20
11
20
33
20
13
20
35
20
15
20
37
20
17
20
39
20
19
Gg
CH
4 p
or
año
San Javier II menor
Total alto
Total medio
Total menor
San Javier IV alto
San Javier IV medio
San Javier IV menor
San Javier III alto
San Javier III medio
San Javier III menor
San Javier II alto
San Javier II medio
Metano generado
Figura A.2. Generación de metano en San Javier II, III, IV y acumulado
33
La Figura A.3 muestra la disponibilidad de metano para la generación
de electricidad en los tres escenarios evaluados, teniendo en cuenta las
eficiencias de captura según los módulos y los escenarios, y asumiendo
que la captura de metano comienza un año después del cierre de cada
módulo.
600
500
400
300
200
100
0
199
9
20
21
20
01
20
23
20
03
20
25
20
05
20
27
20
07
20
29
20
09
20
31
20
11
20
33
20
13
20
35
20
15
20
37
20
17
20
39
20
19
m3
CH
4 p
or
hora
Rango mayor
Rango medio
Rango menor
Captura total de metano
Figura A.3. Rangos de Generación de metano en San Javier II, III, y IV
Producción de electricidad. Para la estimación de la producción de
electricidad a partir del biogás capturado, se consideraron los tres
escenarios arriba definidos que representan escenarios de baja, media,
y alta disponibilidad de metano. A continuación, se describen los
parámetros técnicos utilizados para la estimación de energía eléctrica.
34
600
500
400
300
200
100
0
1999 20272019 20232015201120072003
m3
CH
4 p
or
hora
Rango alto
Rango medio
Rango bajo
Captura total de metano
Figura A.4. Proyecciones de la captura de metano para el predio San Javier (incluye San Javier
II, III, y IV) en escenarios de baja, media, y alta productividad.
Potencia disponible y potencia a instalar. Depende del caudal de
biogás según la siguiente ecuación:
Potencia disponible [kW] = ηt*PCI
biogas*Q
biogás
donde:
ηt: rendimiento térmico de la generación eléctrica. Asume valores de
25, 33, y 40% para los escenarios bajo, medio, y alto, respectivamente
PCIbiogás
: poder calorífico inferior del biogás: se asume 5 kWh/m3
Qbiogás
: caudal de biogás capturado, escenarios bajo, medio, y alto (m3
CH4/hora)
Se considera la utilización de moto-generadores preparados para
biogás con potencias que varían de acuerdo a la disponibilidad de
biogás existente. En una primera etapa, comenzando en 2107, el metano
disponible permitiría instalar un moto-generador de 300 kW (375 kVA
aprox.) para luego incorporar más potencia según sea el escenario
que se desarrolle en la realidad y con el fin de maximizar el uso de la
potencia disponible en el biogás, según el siguiente detalle:
35
� En caso de que la captura de metano siga el escenario bajo o más
pesimista, entonces no habrá necesidad de incorporar nuevos
equipos y el moto-generador inicial de 300 kW sería suficiente por
el resto de la vida útil del proyecto.
� Si la captura de biogás se acerca al escenario medio, entonces se
podría incorporar otro moto-generador de 300 kW en 2019.
� Si en cambio la captura de metano se acerca al escenario alto o más
optimista, entonces se podrían incorporar otros 600 kW (en dos
equipos de 300 kW cada uno) en 2017 y otros 300 kW adicionales
a partir de 2019.
De este modo, en el escenario más pesimista se tendría solo un equipo
de 300 kW; en el escenario medio se tendrían dos equipos de 300 kW
cada uno; mientras que en el escenario más optimista se podría llegar a
instalar cuatro equipos de 300 kW. La instalación de equipos de iguales
características permitiría optimizar la operación y el mantenimiento del
sistema.
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
13
20
35
20
15
20
37
20
17
20
39
20
19
Po
tenc
ia [
kW]
Potencia a instalar para rango alto
Potencia a instalar para rango medio
Potencia a instalar para rango bajo
Potencia disponiblealto
Potencia disponiblemedia
Potencia disponiblebajo
Potencia disponible y potencia a instalar
Figura A.5. Variación de la potencia disponible y potencia real a instalar en el predio San Javier (incluye San Javier II, III y IV).
36
La Figura A.4 muestra la potencia disponible en el biogás y la potencia
real de los equipos a instalar para los tres escenarios evaluados.
Energía eléctrica producida. La energía eléctrica a generar se estima
en función de la potencia disponible y un factor de disponibilidad de 85
% por mantenimiento según:
Electricidad [kWh/año] = (Potencia disponible)*0.85*8760
La Figura A.5 muestra la energía eléctrica generada para cada uno de
los escenarios considerados.
10.000
8.000
9.000
7.000
6.000
4.000
2.000
0
1.000
3.000
5.000
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
13
20
35
20
15
20
37
20
17
20
39
20
19
Ene
rgía
[M
Wh]
Rango alto
Rango medio
Rango bajo
Energía generada
Figura A.5. Energía a generar en el predio San Javier (incluye San Javier II, III y IV).
Equipamiento. Se considera la utilización de moto-generadores para
biogás con potencias que varían de acuerdo a la disponibilidad de
biogás existente. Las características principales de estos equipos para
potencias cercanas a los 300 kW se pueden sintetizar en:
37
Especificaciones técnicas
� Voltaje nominal (V): 400
� Frecuencia nominal (Hz): 50
� Numero de vueltas nominal (rev/min): 1000
� Factor de potencia nominal (cos φ): 0.8(lag)
� Excitación: Brushless
� Arranque: 24VDC Sistema eléctrico de arranque
� Número de cilindros: seis en línea
� Diámetro de cilindro (mm): 190
� Carrera (mm): 210
� Cilindrada total (L): 35.73
Otras características a considerar
� Los generadores pueden soportar variaciones de presión del biogás
de 3 kPa a 10 kPa, mientras que la frecuencia de esa variación no
debe superar 1 kPa por minuto.
� El contenido de metano en el biogás no debe ser menor a 45% y su
frecuencia de fluctuación no debe superar 2% por minuto. Se debe
adaptar el equipo para contenidos de metano entre 30% y 45%.
� El contenido de H2S no debe superar los 200 mg/Nm3 y el contenido
de NH3 no debe superar los 20 mg/Nm3.
� El contenido de las impurezas no debe superar los 30 mg/Nm3 y la
granularidad no debe superar los 5μm.
38
� El contenido de agua en el biogás no debe superar los 40 g/Nm3.
Por otra parte, la tecnología para la producción de electricidad requiere
la instalación de filtros para la remoción de sulfuro de hidrógeno y
siloxanos, por lo que generalmente se recurre a filtros de carbón activado
con una vida útil que depende del plan de operación y mantenimiento.
En general se dimensionan para una vida útil de un año con controles
periódicos para asegurar la capacidad de remoción del filtro.
Aspectos vinculados a la inyección de electricidad a la red pública. Para la conexión del futuro/s generador/es a la red eléctrica, será
necesario el tendido de una línea de baja tensión (380 Vca) hasta el punto
de conexión con la red y la instalación de una estación transformadora
de 380/13200 Vca y para una potencia máxima inicial de 300 kW. Se
deberá prever la ampliación de esta potencia hasta un máximo de 1
200 kW en caso de llegar al escenario de alta. Para la conexión con la
red, la instalación eléctrica deberá contar con todos los requisitos que
exige CAMMESA para operar como generador del MEM según el marco
regulatorio descripto en la siguiente sección.
Marco regulatorio para la generación distribuida a partir de biogás de relleno sanitario. A continuación, se resume el marco legal dentro
del cual se debe diseñar el proyecto de producción de electricidad a
partir de biogás de relleno sanitario en el predio San Javier de la ciudad
de Salta.
La Ley 26.190 que establece el Régimen de Fomento Nacional para
el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de
energía eléctrica declara de interés nacional la generación de energía
eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables con destino a
la prestación de servicio público como así también la investigación para
el desarrollo tecnológico y la fabricación de equipos con esa finalidad.
En la definición de las fuentes de energía renovable figuran energía
eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica, biomasa, gases de
vertedero, gases de plantas de depuración, y biogás, con excepción de
los usos previstos en la Ley 26.093 de Biocombustibles. El alcance de
esta ley establece como objetivo lograr una contribución de las fuentes
39
de energía renovables hasta alcanzar el 8% del consumo de energía
eléctrica nacional, en el plazo de diez años a partir de su puesta en
vigencia. Esta ley promueve la realización de nuevas inversiones en
emprendimientos de producción de energía eléctrica, a partir del uso
de fuentes renovables de energía en todo el territorio nacional.
El Decreto 562/2009 es reglamentario de la Ley N° 26.190 y representa el
instrumento y normativa del Fondo Fiduciario de Energías Renovables,
coordinado entre el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública
y Servicios, a través de la Secretaría de Energía y el Consejo Federal de
la Energía Eléctrica (CFEE).
La Resolución 1281/2006 de la Secretaría de Energía establece
que a partir del 1 de Noviembre de 2006, la energía comercializada
en el Mercado “Spot” por los Agentes dependientes del Estado
Nacional, tendrá como destino prioritario el abastecimiento de las
demandas atendidas por los Agentes Distribuidores y/o Prestadores
del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica del Mercado
Eléctrico Mayorista, que no cuentan con la capacidad de contratar su
abastecimiento en dicho Mercado y que no se encuentran respaldadas
por contratos del Mercado a Término. La misma resolución establece
además las características básicas del Servicio de Energía Plus y la
determinación de la demanda base.
La Resolución 108/2011 del Ministerio de Planificación Federal,
Inversión Pública y Servicios resuelve habilitar la realización de los
contratos de abastecimiento en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)
y las ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada a partir
de fuentes renovables presentadas por parte de Agentes Generadores,
Cogeneradores o Autogeneradores, habilitar a ser parte de las ofertas
de disponibilidad de generación y energía asociada a los proyectos de
instalación de generación que presenten los agentes del MEM en los
que participe el Estado Nacional ENARSA (Energía Nacional Sociedad
Anónima), y las características que deberán tener los contratos
de abastecimiento MEM a partir de fuentes renovables en cuanto a
vigencia (15 años), parte vendedora (MEM), parte compradora (MEM
representado por CAMMESA), la remuneración a percibir (basada
40
en los costos e ingresos aceptados por la Secretaría de Energía), el
despacho de centrales y máquinas (por parte de CAMMESA). Esta
Resolución determina en su Artículo 5 toda la información que debe
ser presentada a la Secretaría de Energía por parte de quien ofrece la
disponibilidad de generación. Entre la misma se debe incluir el lugar
de emplazamiento, el recurso energético a explotar, las unidades a ser
habilitadas, la disponibilidad garantizada, la duración del contrato de
abastecimiento MEM, el período de vigencia de la oferta, el precio y las
condiciones comerciales, el punto de conexión y la fecha de ingreso al
SADI (Sistema Argentino de Interconexión), la desagregación de los
costos fijos y variables y el cálculo de la producción eléctrica junto
a toda la información relativa al recurso a explotarse, incluyendo
estudios y documentación que permitan acreditar el funcionamiento
de las máquinas a comprometer, los cuales deberán ser avalados por
un organismo de reconocido prestigio en la materia.
La Resolución Conjunta 572/2011 y 172/2011 aprueba el procedimiento
para la presentación y selección de proyectos y el régimen de Fomento
Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la
Producción de Energía Eléctrica. Todos los proyectos que persigan la
obtención de los beneficios instaurados por el régimen de promoción de
la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables deben
ser presentados a la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación
Federal, Inversión Pública y Servicios, pues es quien preside el Consejo
Federal de la Energía Eléctrica (CFEE). Estas resoluciones establecen
el procedimiento para la presentación y selección de proyectos como
anexos de la misma a los fines de complementar el Reglamento de
Fomento de Inversiones mediante el uso de fuentes renovables de
energía. En el alcance de esta resolución se indica que los proyectos
que podrán ser presentados con el fin de solicitar el acceso al beneficio
de la devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado (IVA)
o la amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias, serán
aquellas inversiones destinadas a la producción de energía eléctrica
a partir del uso de fuentes renovables de energía en todo el territorio
nacional, entendiéndose por tales nuevas plantas de generación o las
ampliaciones y/o repotenciaciones de plantas de generación existentes.
Los peticionarios que pretendan obtener los beneficios fiscales de
devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado (IVA) o la
41
amortización acelerada del Impuesto a las Ganancias en el marco de la
Ley Nº 26.190, deberán dar cumplimiento a lo establecido en el Artículo
8.2 del Decreto 562/2009 y a su vez presentar una nota con carácter de
declaración jurada especificando que los beneficios fiscales solicitados
no hayan sido financiados mediante el régimen establecido por la Ley
Nº 26.360 o similar.
Factibilidad económica de la producción de electricidad a partir de biogás
Evaluación de los costos de producción de energía eléctrica. En esta
sección se analizan los costos involucrados, tanto de inversión como de
operación y mantenimiento, para cada uno de los escenarios analizados.
Se calcula también para cada escenario el costo de producción a valor
presente de la energía eléctrica a generar.
Para los tres escenarios se asume:
� una vida útil de proyecto de 20 años, mas un año para la instalación
y puesta en marcha.
� una tasa de descuento anual de 15%.
� un seguro por los bienes de capital equivalente al 0.5% del valor de
dichos bienes por año.
� no se consideran las inversiones vinculadas a la planta de captura
de biogás.
Costos de inversión. Los costos de inversión considerados fueron el
costo de los moto-generadores (combustión interna alternativos), el
sistema de tratamiento de biogás mediante tanque de carbón activado,
y la conexión a la red eléctrica, considerando un tendido de 1.8 km y una
estación transformadora de 380 V a 13.2 kV. Se consideraron también
los costos de ingeniería y de mano de obra (8% y 15% del monto inicial
de la obra, respectivamente).
42
Costos O&M fijos. Se consideraron el costo de un técnico dedicado
a tiempo completo a la operación y mantenimiento del sistema de
generación.
Costos O&M variables. Se consideraron el costo de la O&M de los moto-
generadores (cambios de aceite, filtros, etc.), el costo de mantenimiento
de la instalación eléctrica y conexión a la red (5% del costo inicial
de la instalación), y el costo de reemplazo del carbón activado. Se
consideraron además el pago de un seguro anual equivalente al 0.5%
de los bienes de capital del sistema de generación.
Amortización de equipos. Se consideraron la amortización lineal de los
moto-generadores para una vida útil de 20 años. La Tabla A.2 detalla
los costos de inversión y de O&M y el costo de producción de energía
eléctrica para los tres escenarios considerados. Todos los costos han
sido actualizados a valor presente según la tasa de descuento utilizada.
Tabla A.2. Estimación del costo de producción de energía eléctrica
Costo RubroCosto
anual o unitario
Unidad
Costo total acumulado a valor presente [US$]
Esc. bajo Esc. medio Esc. Alto
Costos de inversión
Moto-generador
700 US$/kW 210 000 330 000 648 000
Sistema de tratamiento de biogás
38 000
US$ por cada
300 kW instalados
38 000 60 000 88 000
Conexión a la red eléctrica
37 000 +
10 000
US$ por km de línea y
por cada 300 kW
instalados
77 000 83 000 99 000
Mano de obra
49 000 71 000 125 000
Ingeniería 26 000 38 000 67 000
Total costos de inversión 400 000 686 000 1 468 000
43
Costos de operación y manteni-miento
Costos fijos 29000US$ por
año179 000 179 000 179 000
Costos variables
moto-generador
12 500
US$ por año por
cada 300 kW instalado
77 000 118 000 232 000
Costos variables
instalación eléctrica
3350US$ por
año24 000 27 000 34 000
Costos variables sistema
tratamiento de biogás
2500
US$ por año por
cada 300 kW
instalados
16 000 24 000 36 000
Seguro 1500
US$ por año por
cada 300 kW
instalados
10 000 14 000 23 000
Total costos de O&M 309 000 367 000 510 000
Amortización 65 000 100 000 196 000
Costo total (Inversión + O&M + Amortización) 774 000 1 152 000 2 174 000
Producción anual de energía [MWh/año] 942 3 936 7 971
Costo de producción de la energía eléctrica [US$/MWh]
123.21 43.91 40.91
El alto costo de la energía estimado para el escenario bajo, 123.21
US$/MWh, se debe fundamentalmente a que la disponibilidad de
metano no alcanzaría para alimentar al moto-generador a su potencia
nominal, provocando un bajo de factor de capacidad, y por lo tanto un
aprovechamiento sub-óptimo del equipo. Para los escenarios medio
y alto, la disponibilidad de metano cubriría la potencia nominal de los
moto-generadores a instalar en cada caso, resultando en un alto factor
de capacidad y un aprovechamiento óptimo de los equipos, con costos
de la energía de 43.91 y 40.91 US$/MWh, respectivamente.
44
Evaluación de los indicadores económicos-financieros en función del precio de venta de la energía eléctrica
Para la determinación del Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna
de Retorno (TIR) del proyecto, para cada uno de los tres escenarios
se consideraron distintos precios de venta de la energía eléctrica
producida. Estos precios se incorporaron al flujo de fondos utilizado
para la determinación del costo de producción, el cual contemplaba una
vida útil del proyecto de 20 años, más un año para la instalación y puesta
en marcha y una tasa de descuento del 15% anual. No se consideraron
en el análisis el pago de impuestos por la venta de energía.
VA
N [
US$
]
Valor actual neto (21 años)
Rango bajo Rango medio Rango alto
$ 8.000.000
$ 7.000.000
$ 6.000.000
$ 4.000.000
$ 2.000.000
$ -
-$ 8.000.000
$ 1.000.000
$ 3.000.000
$ 5.000.000
50 75 100 125 150 175 200
Precio de venta de la energía eléctrica [US$/kWh]
Figura A.6.. Valor Actual Neto en función del precio de venta de la energía eléctrica.
Los precios de venta de la energía utilizados en el análisis variaron entre
50 US$/MWh y 200 US$/MWh, este último cercano al precio aceptado
en un primer momento por las autoridades del sector a los proyectos
de generación eléctrica a partir de biomasa en el marco del programa
GENREN. Las Figuras A.6 y A.7 muestran el VAN y la TIR en función
del precio de venta de la energía eléctrica para los tres escenarios
analizados.
45
VA
N [
US$
]
Tasa interna de retorno (21 años)
Rango bajo Rango medio Rango alto
120%
80%
40%
0%
-20%
20%
60%
100%
50 75 100 125 150 175 200
Precio de venta de la energía eléctrica [US$/kWh]
Figura A.7. Tasa Interna de Retorno en función del precio de venta de la energía eléctrica
Se puede observar que en los escenarios medio y alto para precios
de venta de la energía de 75 US$/MWh o mayores, el resultado del
proyecto es positivo. Para el escenario bajo o pesimista, recién para
precios de venta de 175 US$/MWh el resultado se hace levemente
positivo.
Potencial de mitigación de la generación de electricidad a partir de biogás
En esta sección se evalúa el potencial de mitigación del proyecto de
generación de electricidad a partir de la captura del biogás que se
genera en el predio San Javier. Esta actividad mitiga dos gases de
efecto invernadero: el metano y el dióxido de carbono. El primero
sucede al capturar el metano contenido en el biogás capturado del
relleno sanitario, y el segundo por el desplazamiento de combustibles
fósiles en la energía eléctrica producida.
46
Para estimar la capacidad de mitigación del proyecto se consideraron:
� El factor de emisión de la red eléctrica de 0.478 tCO2/MWh, dato
local correspondiente al año 2011, y
� El poder de calentamiento global PCG de 21 para convertir las
emisiones de CH4 en toneladas equivalentes de CO
2 (tCO
2e)
La Figura A.8 muestra el potencial de mitigación a lo largo de la vida
útil del proyecto en toneladas de dióxido de carbono equivalente
(tCO2e). La capacidad de mitigación puede variar entre 150.000 tCO
2e
en el escenario de mínima hasta 1.040.000 tCO2e en el de máxima, lo
que representa promedios anuales entre 7.100 y 49.500 tCO2e.
70.000
60.000
80.000
50.000
40.000
30.000
20.000
0
10.000
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
13
20
35
20
15
20
37
20
17
20
39
20
19
tCO
2e/a
ño
CH4 alto
Reducción total (alto)
CH4 medio
Reducción total (medio)
CH4 bajo
Reducción total (bajo)
Reducción de emisiones de GEIs
Figura A.8. Potencial de reducciones anuales de GEIs para los tres escenarios analizados.
En la Figura A.8 se puede observar, para cada escenario, el total de
reducciones de GEIs y las reducciones específicas por la captura de
metano. La diferencia entre ambas representan las reducciones de
CO2 por desplazamiento de combustibles fósiles por la generación de
energía eléctrica a partir de biogás.
47
La Tabla A.3 muestra las reducciones por captura de metano, por
desplazamiento de combustibles fósiles y totales para la vida útil del
proyecto y para los tres escenarios.
Tabla A.3. Potencial de mitigación por la generación de electricidad a partir de biogás en Salta para el período 2013-2033.
EscenarioMitigación por
captura de metano[tCO2e]
Mitigación por producción de
electricidad[tCO2e]
Mitigación total por año[tCO2e]
Bajo 139 000 9 400 149 000
Medio 508 000 39 400 548 000
Alto 960 000 80 000 1 040 000
La reducción de emisiones de dióxido de carbono por desplazamiento
de combustibles fósiles para la producción de electricidad representa
para el período 2013-2033 entre el 6% y el 7% del total de reducciones
de GEIs.
Impactos socio-económicos y ambientales
La producción de electricidad a partir del biogás generado en el predio
San Javier es un proyecto que genera impactos positivos tanto en lo
económico como en lo ambiental, en particular si la energía eléctrica
producida se destina al barrio de madres carenciadas cercano al predio
San Javier.
Impactos socio-económicos. Como se reporta en el Informe sobre
Desarrollo Humano del PNUD, entre otros, el acceso a la energía
eléctrica está directamente vinculado a la mejora en la calidad de vida
de los habitantes. En este proyecto, la energía eléctrica producida
podría abastecer, según sea el escenario, entre 780 y 6 600 viviendas
tipo de cuatro habitantes. El costo de la energía, en caso de darse los
escenarios medio y alto, tendría un valor inferior a la Tarifa 8 del Cuadro
Tarifario EDESA de 131 US$/MWh.
48
A corto plazo, la instalación de una planta de generación de energía
eléctrica requiere de mano de obra capacitada para el diseño, la
instalación, puesta en marcha y operación con el fin de asegurar los
estándares de producción que establezcan los contratos de venta y
suministro, ya sea a la red eléctrica como a un usuario particular. La
instalación, puesta en marcha y operación de una planta de generación
de energía eléctrica a partir de biogás de relleno sanitario puede resultar
demostrativa para el uso del recurso y la tecnología, abriendo camino
para nuevos emprendimientos.
Impactos ambientales. Como se mencionó en la Sección 1, la generación
de electricidad a partir de biogás de sitios de disposición final de RSU
presenta un doble aporte a la mitigación de la generación de gases
de efecto invernadero: una a través de la captura de metano y la
segunda por la sustitución de combustibles fósiles para la generación
de electricidad. Las estimaciones de la reducción de emisiones de GEI
se muestran en la Sección 4.
Además del impacto ambiental positivo a nivel global, la combustión
del biogás tiene impactos positivos para el ambiente local por la
disminución de las emisiones de otros gases contaminantes y de
olores. El GRS tiene una composición primaria constituida por metano
y dióxido de carbono, cantidades pequeñas de nitrógeno, oxígeno
e hidrógeno, sulfuro de hidrógeno, menos del 1% de compuestos
orgánicos no metánicos (NMOCs) como cloruro de vinilo, benceno,
tolueno, tricloroetano, metilo mercaptano y etilo mercaptano, y trazas
de compuestos inorgánicos. Cada uno de estos componentes del GRS
tiene características propias, las cuales en circunstancias especiales
pueden presentar serio peligro para la vida y salud humana, así como
para el suelo, el aire, y el agua. La combustión del GRS puede reducir
los componentes tóxicos y sus efectos negativos sobre el ambiente y
las personas (ver Anexo A: Emisiones Gaseosas de la Combustión de
GRS).
49
Referencias
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Proyecto de Recuperación de Gas de Relleno
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